Экология/4Промышленная экология и медицина труда
д.т.н. Кенжетаев
Г.Ж., Тайжанова Л.С, Серикбаева А.
Каспийский государственный университет
технологий и инжиниринга имени Ш.Есенова, Казахстан
Улучшение тепловоспринимающей подогревателей нефти
Рассматриваемая
проблема предполагает формулировку концепции ликвидации отстойников, и анализ
различных аспектов технических решений, оценку эффективности и выбора наилучшего
варианта. Для выяснения возможности
использования солнечной энергии, водоподогревателями применяемыми на
месторождении в системе разогрева и сбора амбарной нефти, нами выполнен расчет
теплотехнических характеристик, и проанализированы полученные результаты
расчетов.
Так, на
месторождении, для образования канала на поверхности нефти
в амбарах распределялись U - образные трубы с наружным диаметром dн = 0,025 м, и по сечению
этих труб, находящимися в сформированными ими каналах, и по трубам
теплообменного аппарата, расположенного в баке-приемнике разогретой нефти
(рисунок 1) циркулировала горячая вода. Проходя по этой системе вода
охлаждалась с температуры t′2 = 90°С до t″2 = 50°С.
Рассматривались варианты нагрева воды - либо паровой подогрев, или
солнечная энергия. Расход воды, как известно, зависит от длины U - образной
трубы может меняться от 0,1 до 1 кг/с, при этом мощность водоподогревателя
определяли по формуле:
Q = GCpm (t″2
- t′2) (1)
где G –
расход воды, кг/с; Cpm - удельная
изобарная теплоемкость воды, кДж/(кг·К); t″2 - t′2 - температура
воды на выходе и входе в подогреватель ºС
Средняя плотность
потока лучистого теплообмена поглощенного поверхностью тела на широте Жанаозен,
составляет = 3 ккал/(см2 месяц) или 210 Вт/м2 [1]. Это свидетельствует о том, за счет
улучшения поглощательной способности подогревателей, сбор нефти с
поверхности амбара имеется возможность круглосуточного отбора нефти с мая по
октябрь. Оценив тепловые потери,
связанные с конвективным теплообменом в окружающую среду и с
теплопроводностью в толщину нефти 10 % от величины поглощенной радиации, можно
определить количество подвижной нефти, образовавшейся в единицу времени на 1
га, площади поверхности.
= 4,97·10-3 кг/(м2·ч) (2)
где - температура поверхности нефти °С, для плотности потока
солнечного излучения
210 Вт/м2;
- температура
окружающей среды, °С.
К примеру, площадь поверхности, с
которой следует собрать нефть, чтобы полностью загрузить насосы с объемной
производительностью Vн = 2,5 + 2,5 + 1,0 = 6,0 л/с, равна:
м2 (3)
где - плотность амбарной
нефти, г/см3.
Исходя из этого, приведем
рассматриваемые на месторождении варианты системы подогрева нефти с общей
длиною труб подогревателей от 2760 м, до 27640 м, соответственно с площадью от
69 м2 до 691 м2, при наружном диаметре труб 0,025 м.
Плотность потока теплового излучения, поглощенного поверхностью
водоподогревателя, была рассчитана по соотношению [4]:
= 242 Вт/м2 (4)
Рисунок 1 –
Схема существующего бака-приемника
разогретой
нефти и водоподогревателей
Результаты расчетов
показали, что плотность потока теплового излучения, поглощаемого поверхностью
водоподогревателя, даже без учета конвективного теплообмена, сравнительно мала qизл = 242 Вт/м2. В этом можно
убедиться, из результатов расчетов теплотехнических характеристик
подогревателей воды для использования
солнечной энергии приведенных в таблице 1. По полученным данным, построены зависимости
теплового потока, теплопередачи, теплоотдачи и длины подогревателей от их
площади при использовании солнечной энергии (рис. 1,2,3).
Таблица 1 - Характеристики водоподогревателей, использующих солнечную
энергию
№ п/п |
F, м2 |
l, м |
Gв, кг/с |
Q, кВт |
α1 Вт/(м2·К) |
К1 Вт/(м2·К) |
1 |
69 |
2760 |
0,10 |
167,20 |
2560 |
79,1 |
2 |
118 |
4720 |
0,17 |
284,20 |
2980 |
80,8 |
3 |
249 |
9960 |
0,36 |
601,90 |
3312 |
81,7 |
4 |
387 |
15480 |
0,56 |
936,30 |
3782 |
82,3 |
5 |
518 |
20720 |
0,75 |
1254,00 |
3962 |
82,7 |
6 |
691 |
27640 |
1,00 |
1672,00 |
4112 |
82,9 |
Рисунок 2 – Зависимость теплопередачи от мощности
водоподогревателей используемых на месторождении
Из данных таблицы ясно видно, что подбор количества
подогревателей из труб, был ориентирован на охват ими больших площадей
поверхности амбаров-накопителей, с целью максимального отбора сливной нефти, с
использованием благоприятных условий в летнее время, когда при температуре
более 30°С, возможен непрерывный процесс сбора. Но вместе с тем, разработчиками
не учтено главное условие теплообмена – площадь тепловоспринимающей
поверхности, которая на 1 метр трубы составляет всего лишь 0,02 м2.
Это свидетельствует о том, что какой бы длины не был бы
подогреватель, поглощение радиации
будет восприниматься только полосой соответствующей диаметру трубы [2].
Так, при длине труб 2760 м, площадь их составляет всего лишь
69 м2. При увеличении теплового потока от 167,2 до 1720 кВт,
коэффициент теплопередачи возрастает лишь на 3 Вт/(м2·к), что
объясняется малой площадью теплопередающей поверхности в сравнении в ее длиной,
в десятки раз ее превышающей.
Рисунок 3 – Зависимость теплоотдачи труб от площади
поверхности водоподогревателя
Известно, температура прямого нагрева
тела при лучистом теплообмене зависит от площади вхождения солнечной радиации
на поверхность облучения, и тепловоспринимающей способности. Незначительное
повышение коэффициента теплоотдачи труб к поверхности на 550 Вт/(м2·к), при
увеличении площади труб, в десять раз от 69 до 691 м2, подчеркивает
о нецелесообразности такого охвата трубами поверхности накопителя, при их очень
малой площади поглощения солнечной радиации [5].
Рисунок 4 – Зависимость площади
подогревателей от их общей длины
Это обуславливает большую металлоемкость
и громоздкость водоподогревателей, использующих энергию солнца. Поэтому при
данных температурных и гидродинамических режимах в системе разогрева и сбора
амбарной нефти, применяется паровой водоподогреватель. Вышеизложенное
свидетельствует о том, что использование солнечной энергии для подогрева
воды, гелиоподогревателей возможно
только при благоприятной радиационной обстановке, и при более низких
температурах t′2
, t"2 и малых
расходах горячей воды, что и является предметом исследований. Тепловые характеристики этой простейшей системы можно
улучшить за счет увеличения площади поверхности подогревателя, воспринимающей
солнечное излучение, а тепловые потери можно уменьшить размещением
светопрозрачных покрытий над поверхностями подогревателя и нефти [3].
Литература
1. Мероприятия по ликвидации
комплекса амбаров-накопителей на месторождении Узень // Жанаозенская
экологическая компания. «ЖОЭК». Узень. 2005. 193 с.
2. Александров В.К. Семьянистов А.И. Опыт откачки
Мангышлакской нефти и нефтешламов из земляных емкостей // М.: Транспорт и
хранение нефти и нефтепродуктов. – 1989. - № 9. – С 28-31.
3. Семьянистов А.И. Способы и технические средства для
ликвидации нефтеотходов в твердом агрегатном состоянии. М.: Недра, 1979. – 176 с.
4. Кенжетаев Г.Ж., Жайылхан Н.А. К вопросу извлечения
сливных нефтяных отходов из амбаров-накопителей. Материалы семинара
«Инновационный потенциал Мангистауской области» Актау-2005. 13.12.05. С 150-160
5. Кенжетаев Г.Ж., Ахмеджанов Т., Юнусов Н.
Гелиоподогреватель высокопарафинситой нефти. Авторское свидетельство № 54714.
Республика Казахстан. МЮ. НИИС. АСТАНА – 2008. Бюлл. № 5 2008. С 145